CC BY
51
УДК: 004:330.322:622.276
ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ЗАКАЧКИ ГАЗА (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ АЛИАН)
Ю.Г. Богаткина, О.Н. Сарданашвили
Для оценки технико-экономической эффективности разработки нефтяных месторождений при использовании закачки газа разработана методика формирования удельных нормативов. Методика основана на использовании удельных нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Рассмотрены основные направления затрат, входящие в эти нормативы Разработанный методический подход был использован для технико-экономической оценки эффективности закачки углекислого газа на месторождении Алиан (Сирия). Обоснована возможность использования этого подхода для расчета комплекса показателей технико-экономической эффективности.
Ключевые слова: закачка газа, норматив удельных капитальных вложений, норматив удельных эксплуатационных затрат, показатели технико-экономической эффективности при закачке газа, чистый дисконтированный доход.
Закачка газа при разработке нефтяных месторождений направлено на повышение нефтеотдачи пластов, эксплуатация которых с применением обычного заводнения затруднена из-за низкой проницаемости коллекторов. Этот метод наиболее эффективен на ранней стадии разработки. Однако, следует отметить, что закачка газа является одним из немногих методов, позволяющих повысить конечную нефтеотдачу уже заводненных нефтяных месторождений. Закачка газа успешно проводилась в Татарии, Башкирии, в Краснодарском крае, в Оренбургской области, Казахстане, Западной Сибири и других районах. Повышение конечной нефтеотдачи при использовании этого метода по сравнению с обычным заводнением составило 5.. .10 % [1-6].
Ресурсы газа для целей повышения нефтеотдачи целесообразно получить на месторождениях с высоким газовым фактором. Поэтому внедрение метода, как правило, рекомендуется начинать на основе использования попутного газа [7-9].
Рассматриваемый метод повышения нефтеотдачи требует оснащенности нефтепромыслов дополнительным специальным оборудованием. Наиболее капиталоемкими являются компрессорные станции большой производительности и внутрискважинное оборудование нагнетательных скважин, обеспечивающее смешивание воды и газа при высоком давлении.
Для оценки технико-экономической эффективности метода была разработана экономическая методика формирования удельных капитальных и эксплуатационных затрат.
Капитальные вложения, связанные с закачкой газа, в основном учитываются на объектах поддержания пластового давления. Расчет капи-
тальных вложений осуществляется на основе определения затрат по закачке воды. Эти затраты формируются по удельному нормативу закачки во-
3 3
ды на 1м и для закачки газа по удельному нормативу на 1000 м закачиваемого газа. В капитальные вложения включаются также дополнительные затраты на газопроводы высокого и низкого давления, пункты по осушке и распределению газа и компрессорные станции. Затраты на закачку газа частично учитываются также в объектах сбора и транспорта нефти и газа, где предусмотрена очистка газа от капельной нефти на основе дополнительной сепарации. При закачке газа возрастают затраты на бурение нагнетательных скважин, к конструкциям которых предъявляются повышенные требования относительно герметичности эксплуатационной колонны. В связи с этим стоимость их строительства повышается на 30...50 % [6]. По остальным направлениям затрат (оборудование добывающих скважин под эксплуатацию, подготовка нефти, сброс подтоварных вод, дорожное строительство, базы и оборудование, не входящие в сметы строек и др.) нормативы такие же, как при обычном заводнении.
Формирование норматива удельных капитальных вложений при закачке газа для разработки месторождений показано в табл. 1.
Таблица 1
Формирование норматива удельных капитальных вложений при закачке газа для разработки месторождений
Наименование показателя капитальных вложений Единица изм.
1 2
¡.Компрессорные станции
Норматив капитальных вложений в строительство компрессорных станций в блочном исполнении млн руб./шт.
Количество компрессорных станций в блочном исполнении шт.
Капитальные вложения в компрессорные станции млн руб.
2. Газопроводы низкого давления
Норматив капитальных вложений в строительство 1 км газопровода низкого давления млн руб./км
Протяженность газопровода км
Капитальные вложения в строительство газопровода низкого давления млн руб.
З.Газопроводы высокого давления (от КС до ГРП)
Норматив капитальных вложений в строительство 1км газопровода высокого давления млн руб./км
Протяженность газопроводов (отводов) высокого давления км
Капитальные вложения в строительство газопроводов высокого давления млн руб.
4.Газопроводы высокого давления (от ГРП до нагнетательных скважин)
Норматив капитальных вложений в строительство 1км газопровода млн руб./км
Окончание табл. 1
Протяженность газопроводов (отводов) высокого давления км
Капитальные вложения в строительство газопроводов высокого давления млн руб.
5.Пункты осушки газа (ПО)
Норматив капитальных вложений в строительство (стоимость) одного пункта осушки газа соответствующей производительности млн руб./шт.
Количество пунктов осушки газа шт.
Капитальные вложения в пункты осушки газа млн руб.
6. Распределительные пункты (РП)
Норматив капитальных вложений в строительство (стоимость) одного РП (в зависимости от расхода газа на скважину) млн руб./шт.
Количество РП шт.
Капитальные вложения в РП млн руб.
7.Продуктопровод (конденсатопровод)
Норматив капитальных вложений в строительство 1 км продукто-провода (в зависимости от производительности, давления) млн руб./км
Протяженность продуктопровода (отвода) км
Капитальные вложения в строительство продуктопровода млн руб.
8.Дозаторные установки (ДУ)
Норматив капитальных вложений в одну дозаторную установку, млн руб./шт.
Количество дозаторных установок шт.
Капитальные вложения в дозаторные установки млн руб.
9.Газовые скважины (в случае закачки газа газовой шапки)
Норматив (стоимость бурения одной газовой скважины) млн руб./скв
Норматив капитальных затрат в оборудование газовой скважины млн руб./скв
Общее количество буримых газовых скважин (согласно технологической схеме) шт.
Капитальные вложения в бурение и оборудование газовых скважин млн руб.
10.магистральный газопровод (в случае закачки природного газа)
Норматив капитальных вложений в строительство магистрально- 3 3 го газопровода от месторождения природного газа на 10 м транспортируемого газа руб/103м3
Максимальная потребность в газе для процесса млн м3/год
Капитальные вложения в магистральный газопровод с учетом степени использования проектной мощности млн руб.
11.Магистральный продуктопровод
Норматив капитальных вложений в строительство продуктопровода на 1т перекачиваемого продукта (конденсата) руб/т
Максимальная потребность в обогатителе для процесса млн руб./год
Капитальные вложения в строительство продуктопровода млн руб.
12.Общие показатели
Резерв (коэффициент) на непредвиденные работы и затраты, доли ед.
Итого капитальных затрат млн руб.
Норматив удельных капитальных вложений на 103м3 закачиваемого газа руб./103м3
Норматив дополнительных эксплуатационных расходов на закачку газа включает в себя: стоимость закачиваемого газа и обогащающей жидкости, амортизационные отчисления с дополнительных капитальных вложений на ремонт, а также текущие расходы на обслуживание компрессорной станции и газопроводов (заработная плата с отчислениями, материалы, топливо и прочие расходы). Определение затрат, связанных с закачкой газа проводится с учетом источников газоснабжения, принятых в проекте. Потенциальными источниками газа являются: попутный газ разрабатываемых нефтяных месторождений, газ из газовой шапки нефтегазовых месторождений и газ от газоперерабатывающих заводов. Если источником газа, который закачивают в пласт, является попутный газ, то в затраты включают обычную систему сбора газа с дополнительными расходами на компрессорную станцию с газопроводом. При использовании газа из газовой залежи или продукции газоперерабатывающего завода учитываются дополнительные затраты на бурение газовых скважин, на магистральный газопровод и дожимные компрессорные станции. Кроме этого при обогащении закачиваемого газа определяется стоимость продуктопровода. Формирование норматива удельных эксплуатационных затрат на закачку газа представлено в табл. 2.
Таблица 2
Формирование норматива удельных эксплуатационных затрат
на закачку газа
Наименование показателя эксплуатационных затрат Единица изм.
1.Стоимость газа, закачиваемого в пласт млн руб.
Цена (себестоимость) 10 м газа руб.
Потребность в газе для процесса (за период закачки) 3 млн м
2.Стоимость обогатителя млн руб.
Цена (себестоимость) обогатителя руб./т
Потребность в обогатителе для процесса (за период закачки). млн т.
З.Амортизационные отчисления на капитальный ремонт с дополнительных капитальных вложений млн руб.
Процент амортизационных отчислений на капитальный ремонт %
4. Текущие расходы на обслуживание КС, газопроводов и др. млн руб.
Норма текущих расходов по обслуживанию КС, газопроводов и 3 3 др. на 10 м закачиваемого газа руб./ 10 3 м3
5. Общие показатели -
Итого эксплуатационных затрат млн руб.
Норматив удельных эксплуатационных затрат на закачку 10 м газа руб./ 10 3 м3
На основе данных, предоставленных ОАО «Зарубежнефть», рассмотренный методический подход был использован для технико-
экономической оценки эффективности закачки углекислого газа (СО 2) на месторождении Алиан (Сирия). На этом месторождении применение обычного заводнения из-за низкой проницаемости коллекторов неэффективно. Однако, заводнение было рассмотрено как базовый вариант разработки месторождения [9-10]. Разработка месторождения ведется с 2005 года. Было установлено, что несмотря на дополнительные затраты, закачка в пласт углекислого газа, обеспечивает повышение нефтеотдачи на 10 % [9, 10]. Капитальные вложения в сбор и транспорт нефти включают в себя дополнительные затраты, связанные с осушкой газа и расширением системы сбора и транспорта газа., В связи с возрастанием газового фактора затраты увеличиваются в среднем в 1,3 раза по сравнению с обычным заводнением.
В составе капитальных вложений были учтены затраты на бурение 22 новых добывающих скважин и 11 нагнетательных, их оборудование и наземное обустройство. На стадии составления проекта по закачке СО2 в объекты обустройства включены расходы на расширение и реконструкцию действующей системы сбора и транспорта, на подготовку нефти и газа, на автоматизацию и на строительство дорог к новым скважинам. Были определены затраты на новое строительство компрессорной станции, дожим-ных насосных станций и газопроводов. На основании технологических параметров разработки варианта с закачкой газа и принятой схемы обустройства были определены удельные нормативы по капитальным и эксплуатационным затратам. При формировании норматива капитальных вложений на закачку газа учтены затраты на бурение газовых скважин и их оборудование, так как источником газоснабжения является газ из газовой шапки.
В нормативе эксплуатационных расходов учтены стоимость, закачиваемого в пласт газа, амортизация газовых скважин, компрессорной станции и другого оборудования, текущий ремонт и обслуживание. Основные показатели для расчета капитальных вложений и эксплуатационных затрат приведены в табл. 3, 4.
Таблица 3
Нормативы капитальных вложений для проведения оценки технико-экономической эффективности разработки месторождения
Алиан при закачке газа
Название показателя Ед. изм. Значение
1 . Стоимость бурения горизонтальной скважины тыс.$/скв. 1061
2. Стоимость бурения вертикальной сква- тыс.$/скв. 359
Окончание табл. 3
3. Норматив затрат в оборудование фонтанной скважины тыс.$/скв. 7,2
4. Норматив затрат в оборудование насосной скважины тыс.$/скв. 14,4
5. Норматив затрат в оборудование газ-лифтной скважины тыс.$/скв. 21,6
6. Норматив затрат в комплекс сбора и транспортировки нефти и газа тыс.$/скв. 180
7. Норматив затрат на подготовку нефти тыс.$/скв. 57,6
8. Норматив затрат на очистку сточных вод (на экологию) $/т 0,48
9. Норматив затрат на закачку воды тыс.$/скв. 133,2
10. Укрупненный норматив затрат по объектам общего назначения на вводимую сква- тыс.$/скв. 126,36
а) норматив затрат в строительство дорог тыс.$/доб.скв 29,52
б) норматив затрат в строительство баз тыс.$/доб.скв 11,52
в) норматив затрат в строительство ЛЭП, тыс.$/доб.скв 14,4
г) норматив затрат в автоматику и телемеханику тыс.$/доб.скв 11,52
д) норматив затрат в строительство объектов канализации тыс.$/доб.скв 9,36
е) норматив на резерв затрат в другие объекты тыс.$/доб.скв 38,52
11. Норматив затрат в оборудование, не входящее в сметы строек буровых организаций тыс.$/доб.скв 23,76
12. Норматив затрат в оборудование, не входящее в сметы строек предприятий нефтедо- тыс.$/скв. 35,64
13 . Норматив капитальных вложений непроизводственного назначения тыс.$/скв. 9,36
Норматив удельных капитальных вложений 3 3 на 10 м закачиваемого газа $/10 3м3 0,09
Таблица 4
Нормативы эксплуатационных затрат для проведения оценки технико-экономической эффективности разработки месторождения
Алиан при закачке газа
Название показателя Ед.изм. Значение
1.Норма затрат в ремонтный фонд, тыс.$/скв. 60
2.Норма оплаты труда ШШ основная и дополни- тыс.$/скв. 69,3
З.Норма расхода по прочим эксплуатационным затратам тыс.$/скв. 35
4.Норма расхода на вспомогательные материалы $/т 0,376
5.Норма расхода на топливо $/т 0,149
б.Норма затрат на электроэнергию для добычи жид-костинасосным способом $/т жидкости 0,484
7.Норма затрат на электроэнергию для закачки в пласт воды $/т 0,269
8.Норма затрат на электроэнергию для подготовки, нефти и общепромысловые нужды $/т 0,25
9.Срок амортизации скважин годы 15
10.Срок амортизации объектов нефтепромыслового обустройства годы 15
11.Срок амортизации прочих объектов нефтепромыслового. обустройства годы 15
12.Срок амортизации оборудования, не входящего в сметы строекпредприятий нефтедобычи годы 10
Норматив удельных эксплуатационных затрат на 3 3 закачку 10 3м3 газа $/10 3м3 0,03
Таблица 5 Общие технико-экономические показатели для месторождения Алиан
Название показателя Ед. изм. Значение
1.Мировая цена на нефть $/т 140
2.Отчисления на транспорт продукции (внешний рынок) $/т 5
З.Налог на воспроизводство минерально-сырьевой базы («Роялти») д.ед 0,1
4.Налог на прибыль д.е. 0,35
Таблица 6
Основные показатели технико-экономической эффективности _разработки месторождения Алиан при закачке СО2_
Основные показатели Ед. изм Вариант 1 (базовый, заводнение) Вариант 2 (с закачкой СО2)
1.Фонд дополнительных добывающих скважин для разработки месторождения при закачке СО2 шт. 0 22
2.Фонд дополнительных нагнетательных скважин для разработки месторож- шт 0 11
З.Срок разработки год 37 37
4.Срок окупаемости год 0 2
5.Коэффициент нефтеотдачи де. 0,078 0,185
6.Обводненность продукции % 67,9 60,8
7.Накопленная добыча тыс т. 613,000 4069,100
^Максимальныш уровень годовой добычи нефти тыс т. 34,900 197,400
9.Суммарная выручка тыс $ 87251 577634
10.Суммарные капитальные вложения тыс $ 0,000 26834,228
11.Суммарные эксплуатационные затраты тыс $ 25083,000 178144,310
12.Себестоимость добычи нефти $/м3 41,000 44,000
13.Поток денежной наличности (прибыль) тыс. $ 61128,000 381813,221
14.Чистый дисконтированный доход тыс.$ 20779,000 95234,244
15.Внутренняя норма рентабельности % 30 54
16.Индекс доходности ед . 3 7
На основе представленных нормативов и показателей был проведен расчет суммарных капитальных и эксплуатационных затрат с целью определения технико-экономической эффективности разработки месторождения Алиан при закачке газа. Основные показатели технико-экономической эффективности представлены в табл. 6. Кроме этого было проведено исследование динамики чистого дисконтированного дохода на период разработки месторождения. График динамики чистого дисконтированного дохода представлен на рисунке.
Динамика накопленного чистого дисконтированного дохода по базовому варианту и по варианту с закачкой газа
На основе представленных нормативов и показателей был проведен расчет суммарных капитальных и эксплуатационных затрат с целью определения технико-экономической эффективности разработки месторождения Алиан при закачке газа. Основные показатели технико-экономической эффективности представлены в табл. 6.
Анализ динамики чистого дисконтированного дохода показал, что этот показатель становится выше, чем в базовом варианте (при заводнении), начиная с пятого года разработки месторождения Алиан.
На основе результатов расчетов, а также анализа динамики чистого дисконтированного дохода установлено, что при использовании закачки СО2 существенно повышаются все основные показатели технико-экономической эффективности разработки месторождения Алиан: - суммарная выручка увеличилась на 85 %;
- поток денежной наличности возрос на 84 %;
- чистый дисконтированный доход увеличился на 70 % за весь срок разработки;
- индекс доходности увеличился более, чем в 2 раза;
- внутренняя норма рентабельности повысилась на 24 %.
Таким образом на примере оценки технико-экономической эффективности закачки углекислого газа (СО2) на месторождении Алиан (Сирия) обоснована возможность использования разработанного методического подхода по определению нормативов удельных капитальных вложений и эксплуатационных затрат для расчета комплекса показателей технико -экономической эффективности разработки месторождения.
Список литературы
1. Результаты закачек мелкодисперсной водогазовой смеси для увеличения нефтеотдачи объекта БВ8 Самотлорского месторождения / Ю.В. Земцов, А.С. Тимчук, А.В. Баранов, А.С. Гордеев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2013. № 10. С. 49-54
2. Амиров А. А. Обзор применения технологии водогазового воздействия // Молодой ученый. 2020. № 20 (310). С. 77-79
3. Проект реализации водогазового воздействия на Алексеевском месторождении / Р. Х. Муслимов [и др.] // Нефтепромысловое дело, 2004. № 6. С. 23-31
4. Зацепин В.В., Максутов Р.А. Основные факторы, определяющие эффективность водогазового воздействия с одновременной закачкой воды и газа // Нефтепромысловое дело. 2008. № 10. С. 18-24
5. Зацепин В.В., Максутов Р.А. Обзор современного состояния экспериментальных исследований технологий водогазового воздействия с раздельной закачкой воды и газа // Нефтепромысловое дело. 2009. № 6. С. 16-24.
6. Анализ реализации водогазового воздействия на нефтяные пласты первоочередного опытного участка Самотлорского месторождения / А. С. Трофимов, С. П. Верес, С. В. Гусев, И. П. Талызина // Сб. науч. тр. «Перспективы применения газовых методов повышения нефтеотдачи пластов». М.: Изд-во ВНИИ, 1989. С. 60-64.
7. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: учебное пособие для вузов / В.Ф. Дунаев, В.Д. Шпаков, Н.П. Епифанова, В.Н. Лындин. М.: Изд-во «Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина», 2006. 352 с.
8. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986. 332с.
9. Перспективы нефтегазоностности Сирии / Н.А. Еремин, Т.С. Зиновкина, Н.А. Шабалин, Ал. Н. Еремин // Геология нефти и газа. 2017. № 2. С. 76-82.
10. Зиновкина Т. С., Еремин Н. А. Определение начальной отметки водонефтяного контакта залежи нефти массив месторождения Алиан // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. 2011. № 1(3). С. 1-2.
Богаткина Юлия Геннадьевна, канд. техн. наук, вед. науч. сотр., сиЬгЩшаИги Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа Российской Академии Наук (ИПНГ РАН),
Сарданашвили Ольга Николаевна, канд. техн. наук, ^ар. науч. сотр., o.sardan@mail.ru, Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа Российской Академии наук (ИПНГ РАН)
ASSESSMENT OF TECHNICAL AND ECONOMIC EFFICIENCY OF DEVELOPMENT OF DEPOSITS WHEN USING GAS INJECTION (ON THE EXAMPLE OF THE ALIAN
FIELD)
J. G. Bogatkina, O.N. Sardanashvili
To assess the technical and economic efficiency of the development of oil fields using gas injection, a methodology for the formation of specific standards has been developed. The methodology is based on the use of specific standards for capital investments and operating costs. The main directions of costs included in these standards are considered. The developed methodological approach was used for a technical and economic assessment of the efficiency of carbon dioxide injection at the Alian field (Syria). The possibility of using this approach for calculating a set of indicators of technical and economic efficiency has been substantiated.
Key words: gas injection, specific capital investment standard, specific operating cost standard, technical and economic efficiency indicators for gas injection, net discounted income
Bogatkina Yulia Gennadievna, candidate of technical sciences, led. scientific researcher, сuЬgt@mail.ru, Russia, Moscow, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Science (IPOG RAS),
Sardanashvili Olga Nikolaevna, candidate of technical sciences, senior researcher, o.sardan@mail.ru, Russia, Moscow, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Science (IOG RAS)
Reference
1. Zemtsov Yu. V., Timchuk A. S., Baranov A.V., Gordeev A. S. Results of fine-dispersed water-gas mixture injection for increasing oil recovery of the object BV8 of the Samotlor field / / Geology, Geophysics and Development of oil and gas fields. 2013. No. 10. pp. 49-54
2. Amirov A. A. Review of the application of water-gas ignition technology. 2020. No. 20 (310). pp. 77-79
3. Project for the implementation of water and gas impact at the Alekseevsky field / R. Kh. Muslimov [et al.] / / Neftepromyslovoe delo, 2004. No. 6. pp. 23-31
4. Zatsepin V. V., Maksutov R. A. The main factors determining the effectiveness of water-gas exposure with simultaneous injection of water and gas. 2008. No. 10. pp. 18-24
5. Zatsepin V. V., Maksutov R. A. Review of the current state of experimental studies of technologies of water-gas exposure with separate injection of water and gas. 2009. No. 6. pp. 16-24.
6. Analysis of the implementation of wag oil PLA-sty priority experienced Samotlor Deposit / A. S. Trofimov, S. P. Veres, S. V. Gusev, I. P. Talyzina // Proc. nauch. Tr. "Prospects for the application of gas methods of enhanced oil recovery". M.: publishing house of the Institute, 1989. S. 60-64.
7. Economics of enterprises of the oil and gas industry: textbook for high schools / V. F. Dunaev, V. D. Shpakov, N. P. Epifanova, V. N. Linden. M.: Publishing house "Oil and gas of Gubkin Russian state University of oil and gas. I. M. Sponge-on", 2006. 352 p.
8. Zheltov Yu. P. Development of oil fields. Moscow: Nedra, 1986. 332s.
9. Prospects of oil and gas potential of Syria / N. A. Eremin, T. S. Zinovkina, N. A. Shabalin, Al. N. Eremin / / Geology of oil and gas. 2017. No. 2. pp. 76-82.
10. Zinovkina T. S., Eremin N. A. Determination of the initial mark of the water-oil contact of the oil deposit massif of the Alian field / / Georesursy. Geoenergy. Geopolitics. 2011. No. 1(3). pp. 1-2.
УДК 302.064.2.47
ФИНАНСОВЫЕ АСПЕКТЫ РЕАЛИЗАЦИИ РЕГИОНАЛЬНЫХ ИНФРАСТРУКТУРНЫХ ПРОЕКТОВ В СФЕРЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ УТИЛИЗАЦИИ ОТХОДОВ
А.Л. Сабинина, С.А. Измалкова, И.В. Сычева, Н.А. Сычева
Исследованы финансовые проблемы в сфере получения энергии из отходов хозяйственной и иной деятельности. Установлено, что запуск инвестиционного цикла по сбору, сортировке и энергетической утилизации отходов требует активизации процессов по привлечению финансовых средств. С позиций системного подхода разработана авторская модель экологически ответственного финансирования региональных инфраструктурных проектов в сфере энергетической утилизации отходов на основе конструктивного взаимодействия государства, бизнеса, банков и гражданского общества в интересах устойчивого развития цикличной экономики на уровне регионов.
Ключевые слова: региональные инфраструктурные проекты, энергетическая утилизация отходов, модель экологически ответственного финансирования.
Согласно основам государственной политики в области экологического развития Российской Федерации деятельность федеральной, региональной, муниципальной власти, общественных и иных некоммерческих объединений, юридических и физических лиц должна быть направлена на выполнение экономических, правовых, социальных и иных мер, позволяющих обеспечить [1, 2]:
